SMM 5月21日讯：4月28日晚间，鹏辉能源发布 2025 年年报及 2026 年一季度报。公司营收、利润大幅攀升，储能业务表现抢眼。 业绩亮眼： 营收持续高增， 2026 年一季度同比增长近 2 倍 财报数据显示，2025年全年，公司共实现119.43亿元的营收，同比增长50.04%；归属于上市公司股东的净利润达2.06亿元，同比大涨181.61%。进入2026年，鹏辉能源业绩持续高增。据其一季度财报数据显示，公司共实现47.68亿元的营收，同比增长182.14%。公司储能业务出货量和收入环比均有增长，增长韧性十足，且一季度单季利润已赶超去年全年。 公司2025年业绩增长动能源于储能、消费、动力电池三大业务协同发力：储能业务凭借领先产品力与全球化出海优势，成为核心增长引擎；消费电池筑牢基本盘，保持稳健经营；动力电池聚焦差异化细分赛道，持续拓宽增量空间，形成 “三驾马车” 齐驱的良好发展格局。 同时，公司基于三年产能规划及下游热门产品研发进度判断，未来三年产能利用率将维持高位，业绩有望保持良好增长势头。 户用储能表现突出：电芯出货量全球第二，用户侧储能全国前二 作为国内最早布局储能领域的电池龙头企业之一，鹏辉能源在户用储能领域成绩斐然。2025年，公司户用储能电芯出货量位居 全球第二 ，用户侧储能出货量跻身 全国前二、全球前五 ；在工商业领域，储能系统出货量位列国内前二；全场景储能布局成果显著。 此外，公司海外大型储能订单实现突破性增长，2025年全年营收达17.93亿元，同比增幅72.98%，全球化战略落地成效明显。 榜单加冕：储能电芯环比增速登顶，稳居全球第一梯队 凭借着毋庸置疑的实力，鹏辉能源成功入选 2026 SMM Global Tier 1储能电芯榜单，并在储能电芯出货量环比增速这一细分指标上获得第一名。公司储能电池出货量已连续多年稳居全球前八，行业地位稳固。 满产满销：订单排至 2026 年二季度，核心储能产线满负荷生产 而早在2025年年底，鹏辉能源相关负责人便表示，公司整体生产经营态势向好，储能全线产品维持满产满销状态，订单已排至 2026 年第二季度。在核心储能产品生产端，314Ah 大储电芯以及 100Ah、50Ah 小储电芯生产线均保持满负荷生产。 公司根据市场需求稳步扩产，目前衢州基地二期厂房已建设完成，预计2026年实现587Ah大容量电芯量产，目前已获得国内客户需求订单，海外需求预计将在2027年逐步释放。

5月20日，志丹200MW/600MWh构网型独立储能项目工程总承包（EPC）招标公告发布，项目位于陕西省延安市志丹县，资金来源为自筹资金。 该项目为构网型独立储能电站，总规模200MW/600MWh，拟新建储能电站一座，配套建设1座110kV升压站，总用地面积约76.59亩。储能系统由储能电池系统、储能功率变换系统等设备构成，系统配置60个3.34MW/10MWh的储能单元。 本次招标为项目EPC总承包，项目接受联合体投标，投标人需具2021年至今至少承接过一个新能源类设计、施工或EPC项目。 原文如下：

5月20日，全国公共资源交易平台（山西省）发布公告，山西省代县600MW/1200MWh电网侧新型共享储能项目（一期200MW/400MWh）EPC总承包项目招标正式终止，终止原因为材料价格变动导致招标计划有变。 该项目于4月30日首次发布招标公告。一期工程计划建设200MW/400MWh预制式集装箱储能站一座，配套220kV升压站及对侧站扩建间隔等设施，设计年调峰300次、年调频36.5万次，计划工期4个月。 EPC总承包范围涵盖勘察设计、设备采购供货、土建及安装施工、调试试验及检查等全流程工作，包括储能设备、主变及GIS设备、送出线路及对侧改造设备材料等物资采购，以及场地平整、电气设备安装调试、并网试运行等施工内容。

北极星储能网获悉，5月14日，安徽省蚌埠市淮上区智慧能源虚拟电厂建设EPCO中标候选人公示，三个候选人均为联合体。 招标评审信息显示，第一中标候选人为：青岛特来电牵头、浙江赢坤电力设计有限公司、南京德睿特来电能源研究院、安徽山河恒建建设工程有限公司组成的联合体，其投标价为：光伏设计费20元/kWp，储能设计费10元/kWh，充电桩设计费5元/kW，施工工程费下浮率12.43%。 第二中标候选人为，中国能建东北电力第一工程有限公司牵头、能建河南城市建设工程有限公司、河北以皓电力科技有限公司、智诚建科设计有限公司组成的联合体，其投标价为：光伏设计费20元/kWp，储能设计费10元/kWh，充电桩设计费5元/kW，施工工程费下浮率12.6%。 第三中标候选人为，中建八局第三建设有限公司牵头、安徽建工水利开发投资集团、安徽省城建设计研究总院、朗新科技组成的联合体，其投标价为：光伏设计费20元/kWp，储能设计费10元/kWh，充电桩设计费5元/kW，施工工程费下浮率12.56%。 此外还有，兴数能源科技有限公司、隆基清洁能源、安徽沐能新能源、合肥新望建筑安装工程有限公司参与了投标。 此前招标信息显示，该项目投资概算和最高限价均为49722.9万元。项目拟在安徽普尚仓储物流园、东源环保厂区等31处建筑区建设89.07MWp屋顶分布式光伏；同时拟在安徽普尚仓储物流园、东源环保厂区及新材料产业园等37处区域新建储能电站，建设规模为29.25MW/58.122MWh；另外拟在沫河口镇政府、曹老集镇政府等11个区域新建791座充电桩及配套设施，其中120kW快充桩591座，7kW慢充桩200座。

5月20日，国家发展改革委与国家能源局发布关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知（下文简称：《通知》）。 多用户绿电直连项目涉及电源、负荷、线路、储能等多个主体，既要厘清项目整体与大电网的安全和经济关系，又要做好内部各主体的统筹协调。为此，《通知》要求项目应明确独立的主责单位，负责连接线路、变电设施、储能及运营平台的投资建设，以及项目运营管理、市场交易、电费结算等各方面工作。鼓励项目主责单位由用户、新能源企业或政府合资成立，或由第三方平台公司投资，也可以由具备能力的电源或负荷企业单独投资。 《通知》主要内容共分为五部分。一是给出多用户绿电直连模式的定义和形态，在单用户绿电直连基础上拓展适用范围和应用场景，推动实现工业园区、零碳园区等用能清洁替代。二是明确投资与建设要求，按照“以荷定源”原则确定项目新能源规模及投产时序，要求项目通过灵活的投资模式建立主责单位，负责项目内部电力设施的建设和公平运营。三是细化运行管理要求，明确项目及内部主体、公共电网间的安全责任界面，强调项目内部自平衡管理模式，提升项目安全保障和应急管理能力，促进新能源就近消纳。四是交易与价格机制，明确项目作为整体参与电力市场，允许内部协调优化运行方式、灵活调整发用电曲线，明确计量结算要求并按就近消纳价格机制缴纳相关费用；同时，探索基于分时计量的绿电溯源机制，与绿证、碳核算等做好衔接。五是做好组织保障，明确地方能源主管部门、国家能源局派出机构、电网企业和电力市场运营机构等的工作要求。 详情如下： 国家发展改革委 国家能源局关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知 发改能源〔2026〕688号 各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委、能源局，北京市城市管理委员会、天津市工业和信息化局、辽宁省工业和信息化厅、上海市经济和信息化委员会、重庆市经济和信息化委员会、甘肃省工业和信息化厅，国家能源局各派出机构，国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司，有关中央企业： 为贯彻落实党的二十大和二十届历次全会精神，完善新能源消纳和调控政策措施，促进新能源就近就地消纳，更好满足能源绿色低碳转型需求，积极推动碳达峰碳中和目标实现，在《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（发改能源〔2025〕650号）基础上，现就有序推动多用户绿电直连发展有关事项通知如下。 一、适用范围 多用户绿电直连是指风电、太阳能发电、生物质发电等新能源发电不直接接入公共电网，通过专用线路和变电设施向多个用户供给绿电，实现供给电量清晰溯源和分配的模式。其中，多用户指多个不同法人实体，不包括居民和农业用户。多用户绿电直连项目（以下简称项目）按照是否接入公共电网分为并网型和离网型两类。并网型项目整体接入公共电网，与公共电网形成清晰的物理界面与责任界面，电源应接入项目的内部。 新建负荷可配套建设新能源电源组成多用户绿电直连项目。存量负荷中，单用户绿电直连项目可吸纳其他新建负荷，同时配套扩建新能源电源组成多用户绿电直连项目；有绿色电力消费需求的用户（包括有绿色电力消费比例要求的企业、重点用能和碳排放企业、有降碳需求的出口外向型企业及其上下游企业等）可利用周边新能源资源探索开展多用户绿电直连；工业园区、零碳园区、增量配电网等的全部或部分负荷可就近接入新能源，组成多用户绿电直连项目。 支持尚未开展电网接入工程建设的新能源发电项目，以及因新能源消纳受限等原因无法并网的新能源发电项目，在履行相应变更手续后开展多用户绿电直连。分布式光伏可通过集中汇流方式参与多用户绿电直连。优先支持算力设施、绿色氢氨醇等新兴产业和未来产业开展绿电直连。项目应满足国家产业政策要求，严禁企业通过绿电直连开展违法违规活动。 二、规划投资与建设 （一）项目规划 省级能源主管部门应加强对项目的统筹规划。项目应按照“以荷定源”原则合理规划新能源装机规模，年自发自用电量占总可用发电量的比例不低于60%，占总用电量的比例不低于30%、2030年前不低于35%。 项目风电和太阳能发电规模纳入省级能源主管部门制定的新能源发电开发建设方案，相关规划管理要求参照《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（发改能源〔2025〕650号）执行。项目及其内部资源豁免电力业务许可，另有规定除外。 （二）投资模式 项目应明确独立的主体作为项目主责单位；项目主责单位应具备法人资格，原则上由电源方与负荷方合资组建，也可以由电源方或负荷方一方单独投资组建，园区模式的项目主责单位可由园区管委会或第三方机构（不含运营输电业务的公共电网企业）投资组建。项目连接线路、变电设施、储能及运营平台原则上由项目主责单位投资建设。项目主责单位应充分利用存量电力设施，在不影响与公共电网责任界面划分的前提下，可通过租赁等方式协商使用其他主体的存量电力设施；协商不成的，项目主责单位可自行建设相关设施。项目主责单位与电源、负荷等内部主体应就产权划分、运行维护、平衡责任、内部费用标准和结算、违约责任等事项签订协议。 （三）建设管理 项目应按规划统筹推进、协同建设，匹配好负荷和电源的建设投产时序及规模。 项目建成后，接网容量发生变更的，应重新履行系统接入评估等手续。项目内部新增新能源发电规模，应报省级能源主管部门批准并计入新能源发电开发建设方案。电网企业应向满足并网条件的项目公平无歧视提供电网接入服务。 三、运行管理 （四）责任界面 项目主责单位承担由于项目自身原因造成供电中断的相关责任，并按照“谁产生、谁负责”原则，根据内部协议和运行实际对责任公平划分。 并网型项目与公共电网各自在责任界面内履行相应电力安全风险管控责任。并网型项目应统筹考虑内部源荷特性、平衡能力、经济收益等因素，自主合理确定接入公共电网容量；公共电网按接网容量和有关协议履行供电责任。并网型项目主责单位应组织内部电源和负荷建立相应的调节机制，确保项目与公共电网的交换功率不超过接网容量。 离网型项目自行承担项目范围内的安全风险管控责任。 （五）安全运行管理 项目应按标准配置继电保护、安全稳定控制装置、通信设备等二次系统。项目主责单位应强化运行管理能力，协同优化项目内部电源、储能等资源，做好应急场景下项目内部用电调节和有序供应的预案，明确相关安全和经济责任，并报送省级能源主管部门备案。 并网型项目根据接入的电压等级和容量规模，分级分类配置监测与控制设施，做好公共电网交换功率监测，安装网络安全监测、隔离装置等网络安全设施，内部各设施涉网性能应满足相关标准，并按照有关规定向电力调度机构提供相关资料。并网型项目按照为系统提供服务的类别接入新型电力负荷管理系统或电力调度自动化系统，项目整体及内部电源按照接入电压等级和容量规模接受相应调度机构统一管理，调度机构在项目现货市场出清结果基础上下达调度计划；作为整体参与电力现货市场的并网型项目，项目主责单位按照调度计划负责管理内部平衡。 （六）就近消纳要求 项目应通过合理配置储能、提升集控管理能力、挖掘负荷灵活调节潜力、开展多能互补等方式，提升就近消纳能力。项目新能源弃电不纳入新能源利用率统计。 并网型项目规划方案应合理确定最大的负荷峰谷差率，与公共电网交换功率的电力峰谷差率不高于方案规划值。为避免过度增加公共电网消纳压力，并网型项目投产运行后，年上网电量原则上不超过总可用发电量的20%，具体比例可由各省级能源主管部门结合实际确定。在省级能源主管部门明确的新能源消纳困难时段，并网型项目不得向公共电网反送电。 四、交易与价格机制 （七）市场参与方式 并网型项目按照《电力市场注册基本规则》以新型经营主体身份进行市场注册，内部主体也可分别注册；项目原则上应作为整体参与电力市场交易，由项目主责单位统一申报；初期，项目可以“报量不报价”方式参与电力现货市场，条件成熟时，逐步过渡至“报量报价”参与电力现货市场。项目不得由电网企业代理购电。 （八）计量管理 项目应具备分表计量条件，由电网企业在项目内部各发电、厂用电、并网、内部各用户、储能等关口安装符合相关标准和有关部门认可的双向分时计量装置。禁止绕越各电能计量装置用电。 并网型项目以项目与公共电网接入点作为计量、结算参考点，作为整体与公共电网进行电费结算。 （九）项目内部管理 项目主责单位应与项目内部主体按照权责对等、公平分摊的原则签订协议，合理确定内部结算方式等内容，并考虑外部市场价格变化、负荷实际调节能力等因素定期协商调整。鼓励项目主责单位组织内部电源与负荷在协议约定的基础上，根据内部主体的调节能力及约定的补偿标准，优化内部运行方式，促进源荷协同运行。 （十）价格机制 并网型项目应符合《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》（发改价格〔2025〕1192号）相关要求，公平承担输配电费、系统运行费、政策性交叉补贴等费用。项目主责单位负责统一与公共电网结算电费。并网型和离网型项目应按现行政策缴纳政府性基金及附加。项目新能源发电量不纳入新能源可持续发展价格结算机制。 （十一）绿电溯源机制 并网型项目整体按照内部实际新能源发电量（含储能释放的项目新能源电量）扣减上网电量确定自发自用电量，形成项目整体绿电溯源结果。项目内部各用户可按照每个时段用电量占比确定自发自用电量，实现小时级新能源发用电量匹配。 项目内部电源应在国家可再生能源发电项目信息管理平台建档立卡，电网企业原则上应根据计量数据计算绿电溯源结果，并按相关规定进行核对后，推送至国家绿证核发交易系统。项目自发自用电量对应绿证的核发、划转、核销等按照有关规定执行。 五、组织保障 国家发展改革委、国家能源局加强对绿电直连模式的指导，及时评估成效，推动绿电直连模式平稳有序发展。 省级能源主管部门应结合本省电力供需形势、消纳条件等实际情况，进一步细化适用主体、项目用户边界、就近消纳距离、上网电量比例等具体要求，明确项目电源、负荷、连接线路和变电设施等的退出机制。省级能源主管部门要做好项目管理，针对项目多主体特点优化核准和备案流程；组织具备资质的第三方机构开展方案评审，并充分听取电网企业、国家能源局派出机构等意见，引导项目科学合理评估需求；及时跟踪监测项目运行情况，加强项目建设和运行安全监管。 国家能源局派出机构应按职责加强监管，及时跟踪辖区内项目建设与政策执行情况，积极推动各方按要求规范开展项目建设运行。 电网企业、电力市场运营机构要做好落实，持续提升对项目接入电网、参与电力市场交易的技术支持能力和服务水平。 国家能源局有关负责同志就《关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知》答记者问 国家发展改革委、国家能源局近期发布《关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知》（以下简称《通知》），国家能源局有关负责同志接受采访，回答记者提问。 一、为什么要出台多用户绿电直连政策？ 答： 新能源就地平衡、就近利用是破解高比例消纳难题的重要举措。去年出台的《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（发改能源〔2025〕650号）（以下简称单用户绿电直连），开创了新能源就近消纳利用新模式，半年来各地在推动政策落地中反映单用户绿电直连仅允许新能源向单个用户直接供应绿电，无法满足多个用户的绿电直连需求。为贯彻落实党的二十大和二十届历次全会精神，推动能源消费模式变革，满足工业园区、零碳园区等用能清洁替代需求，我们在梳理总结各地相关实践基础上，制定了多用户绿电直连文件，从负荷范围、适用场景、规划建设、运行管理、市场交易和价格结算机制以及绿电溯源等方面进行了相关规范与引导，推动消费侧新模式新业态新场景创新发展的同时，实现更高水平、更大范围的新能源就近消纳利用。 二、《通知》的主要内容是什么？ 答： 《通知》共分为五部分。一是给出多用户绿电直连模式的定义和形态，在单用户绿电直连基础上拓展适用范围和应用场景，推动实现工业园区、零碳园区等用能清洁替代。二是明确投资与建设要求，按照“以荷定源”原则确定项目新能源规模及投产时序，要求项目通过灵活的投资模式建立主责单位，负责项目内部电力设施的建设和公平运营。三是细化运行管理要求，明确项目及内部主体、公共电网间的安全责任界面，强调项目内部自平衡管理模式，提升项目安全保障和应急管理能力，促进新能源就近消纳。四是交易与价格机制，明确项目作为整体参与电力市场，允许内部协调优化运行方式、灵活调整发用电曲线，明确计量结算要求并按就近消纳价格机制缴纳相关费用；同时，探索基于分时计量的绿电溯源机制，与绿证、碳核算等做好衔接。五是做好组织保障，明确地方能源主管部门、国家能源局派出机构、电网企业和电力市场运营机构等的工作要求。 三、多用户绿电直连模式的适用范围是什么？ 答： 当前，工业园区占我国总能耗的66%以上，未来碳排放双控政策将逐步覆盖更多高载能行业，推动重点行业企业、工业园区、零碳园区等开展多用户绿电直连，有利于拓展新能源开发利用空间，推动我国双碳目标实现。为此，《通知》明确多用户绿电直连的适用范围包括：新建负荷可开展多用户绿电直连。存量负荷中，单用户绿电直连项目可拓展为多用户绿电直连项目；有绿色电力消费需求的用户（包括有绿色电力消费比例要求的企业、重点用能和碳排放企业、有降碳需求的出口外向型企业及其上下游企业等）可开展多用户绿电直连；工业园区、零碳园区、增量配电网等的全部或部分负荷可开展多用户绿电直连。 四、与单用户绿电直连相比，多用户绿电直连的投资和运营管理模式有什么不同？ 答： 多用户绿电直连项目涉及电源、负荷、线路、储能等多个主体，既要厘清项目整体与大电网的安全和经济关系，又要做好内部各主体的统筹协调。为此，《通知》要求项目应明确独立的主责单位，负责连接线路、变电设施、储能及运营平台的投资建设，以及项目运营管理、市场交易、电费结算等各方面工作。鼓励项目主责单位由用户、新能源企业或政府合资成立，或由第三方平台公司投资，也可以由具备能力的电源或负荷企业单独投资。 项目对外作为整体，按照《关于完善价格机制 促进新能源发电就近消纳的通知》（发改价格〔2025〕1192号）要求，公平承担项目输配电费、系统运行费、政策性交叉补贴等费用。项目主责单位应按照《通知》要求对内承担相应的责任和义务，应与项目内部主体按照权责对等、公平分摊的原则签订协议，明确产权划分、运行维护、平衡责任、违约责任等事项，合理确定结算方式与费用标准，在外部市场价格、负荷实际用电情况等发生较大变化时，项目主责单位与内部主体间应通过公平协商方式对费用标准进行合理调整，促进价格信号有效激励和公平传导。 五、哪些企业适合开展多用户绿电直连？ 答： 能够响应电价信号、灵活调整用电负荷的工商业企业适合开展多用户绿电直连。这些企业用电灵活性高，能够通过优化用电时间和用电量，更好地适应新能源的波动性，提升项目的源荷匹配程度，减少项目对大电网的依赖；允许项目更加合理选择接入公共电网容量，提升受电变压器负荷率，降低输配电成本；还可通过“高峰少用电、低谷多用电”和提高自发自用电量比例节约电能量费用支出，从而提升项目整体的经济性。 多用户绿电直连支持企业通过生产流程改造升级或再造，提升负荷灵活性和项目经济性，促进更多新能源就近消纳，减轻大电网调节压力。 六、与单用户绿电直连相比，多用户绿电直连政策创新点有哪些？ 答： 多用户绿电直连坚持绿色导向，在单用户绿电直连的基础上进一步加大政策供给，实现更高水平新能源就近消纳。主要体现在四个方面。一是扩大了适用范围和应用场景。在负荷类型方面，支持有绿电消费比例要求、重点用能和碳排放单位等企业开展直连；在应用场景方面，允许零碳园区、工业园区、增量配电网等发展直连项目，推动高耗能企业和工业园区等实现用能清洁替代。二是建立调节能力激励机制，鼓励多用户协同优化用电行为，通过聚合柔性负荷、提升集控管理能力、合理配置储能等方式，提升项目整体调节能力，从而提升项目经济性，鼓励项目内部主体之间探索灵活的协作方式，可以基于主体间不同的调节能力约定调节责任和相应经济补偿标准。三是支持电网末端更多发展自平衡的产消融合模式。《通知》清晰界定项目和大电网的责任边界。一方面，强调项目内部自平衡、自调节特性，减轻电力系统平衡压力；另一方面，引导项目合理申报接入容量，减少对公共电网的容量占用，提升项目自身经济性的同时，一定程度提高公共电网资产投资效率。四是建立适应多用户的绿电溯源机制，基于项目各主体的分时表计结果建立了小时级绿电溯源机制，可对各用户的自发自用绿电进行精准计量，与绿证核发、碳排放因子计算和国际绿电溯源等要求做好衔接。 七、下一步如何推动《通知》实施？ 答： 国家发展改革委、国家能源局将会同有关部门做好《通知》的组织实施工作。一是指导地方结合实际尽快细化文件要求，优化项目管理机制，做好与规划、市场、绿证等的衔接协同，有序推动项目建设。二是做好宣传解读，组织有关部门和相关专家广泛深入开展政策解读和专题培训，促进社会有关各方及时了解政策内涵。三是做好跟踪监测，持续跟踪各地政策落实情况，分析项目建设面临的问题困难，推动协调解决。

SMM 5月20日讯：近日，国轩高科发布投资者关系活动记录表，其中在被问及当前全固态电池的进展之际，国轩高科表示， 截至目前，公司已完成 2GWh 全固态电池量产线的设计工作，当前正积极推动上游供应链降本，尤其是推动硫化锂固态电解质的产业化降本，并以此为基础，力求在可控的成本范围内组织起量产能力。 此外，国轩高科还提到，固态电池凭借高能量密度、高安全性、宽工作温度范围等显著优势，未来核心应用场景将主要覆盖新能源车、低空飞行器、人形机器人等对高能量密度、高安全具备强需求的各个领域，长期来看增长空间较大。 在由 上海有色网信息科技股份有限公司（SMM） 主办的 2026 （第十一届）新能源产业博览会-固态电池前瞻技术论坛 上，SMM新能源咨询总监 朱健对比了新能源汽车、储能以及消费（e.g，3C数码，eVOTL）三大领域固态电池未来的发展增速发现，预计到2030年，消费电子板块渗透率有望达到12%左右，率先实现突破10%。究其原因，SMM认为，3C数码消费电池由于体积限制，对于能量密度要求更高，叠加用户体验升级等因素，成为固态电池商业化落地的试验田，渗透率先突破10%。储能板块场对电芯成本敏感度较高，仅部分价格敏感度较低且极度注重安全性的场景使用固态电芯，短期内需求量有限，预计2030年固态电池在储能板块的渗透率或在2%左右。新能源汽车板块，预计到2030年渗透率有望达到4%左右，高端电动汽车对于高安全性和高续航里程的需求，因此固态电池也是其关键选择之一，但长期渗透率进一步提升在于规模化及降本逻辑。 SMM认为，全固态电池拥有极致安全、超高能量密度等特点，适用于高端电动车、长续航机器人、无人机、旗舰消费电子（成本不敏感）。预计2040年，全固态电池在锂电池市场中占比将达到25%左右。同时，他表示，全固态电池目前仍处于发展早期阶段，展望未来，固态电池的发展需要原材料企业、电池材料企业、固态电池企业、生产设备企业以及终端车企全产业链的通力协作。 》点击查看详情 储能业务方面，国轩高科表示，公司在储能电池系统领域已构建成熟完备的技术应用体系与全谱系产品矩阵，涵盖储能电芯、标准化电池箱、集成式储能电池柜及系统解决方案等全链条产品，覆盖电源侧储能、电网侧储能、工商业储能、家用储能、移动储能等多元领域。 储能核心竞争力方面，国轩高科拥有全链条储能产品与解决方案的供应能力，涵盖储能电芯、标准化电池箱、集成式储能电池柜及系统解决方案等全链条产品，覆盖电源侧储能、电网侧储能、工商业储能、家用储能、移动储能等多元领域，可以适配全球范围内不同客户的需求。同时，移动充换电场景的逐步开拓也将有效提升公司储能产品的应用范围。 储能业务是国轩高科两大核心业务之一，同时也是其利润改善的重要支撑，数据显示，2025 年，公司储能电池系统实现营收 90.66 亿元。公司已形成“储能电池+系统解决方案”的完整产品体系，覆盖公共事业储能、工商业储能、家用储能及便携式储能等多场景应用。随着储能业务规模持续扩大，将有效改善公司整体盈利水平。公司正推进唐山、金寨等国内储能基地布局大尺寸储能电芯等新一代产品；海外同步建设摩洛哥等基地，以完善全球供应体系，保障交付稳定性。 提及当前的开工情况以及未来的产能规划，国轩高科表示，当前行业整体需求旺盛，公司产能利用率保持较高水平。产能规划方面，正积极推进新一代动力电池及大尺寸储能电芯的布局，并积极推动摩洛哥等海外基地建设以匹配海外市场需求。随着公司新产线逐步达产，规模效应将逐步体现，有望进一步提升公司盈利能力以应对多变的市场格局。 回顾4月份的储能市场，据SMM了解，4月储能电池出货量整体略高于市场预期；当月储能电池产量达74.3GWh，行业平均开工率强势攀升至90%。受益于节后全面复工及海外“抢出口”订单集中交付，3月行业去库节奏显著加快，库销比大幅下探至0.45。进入4月，随着前期退税政策引发的抢单效应消退，海外提货节奏暂缓，预计行业库销比将小幅回升至0.52。 国内市场，终端装机盘面依然保持旺盛态势。前期累计的大量招标项目为二季度的电芯需求提供了稳定支撑。尽管彼时受供应端阶段性紧缺影响，国内碳酸锂价格出现强势跳涨，但得益于市场强劲的订单惯性，成本上行向下游实质需求及项目经济性的传导存在明显的时间差。目前原材料涨价尚未对下游真实需求造成实质性冲击，预计短期内国内整体招投标与装机节奏将继续维持稳健。 众所周知，碳酸锂等电池原材料价格的上涨会在一定程度上影响电池企业的成本，因此，也有投资者询问国轩高科如何应对碳酸锂等原材料价格上涨的问题，公司回应称，面对碳酸锂及大宗商品等原材料价格上行压力，公司采取多维度综合应对策略，通过前瞻布局上游供应链保障供应稳定，加大长期协议采购力度、落实产品价格联动传导保障毛利率水平，强化内部管理、持续优化研发工艺与产品结构推动降本增效，切实保障整体盈利能力平稳运行。 不过自5月中下旬以来，在宏观情绪转弱，有色金属集体下跌的背景下，碳酸锂期现价格也暂时进入了下行通道，截至5月20日，电池级碳酸锂现货报价跌至17.4~18.4万元/吨，均价报17.9万元/吨，较此前高点20.05万元/吨下跌2.15万元/吨，跌幅达10.72%。 》点击查看SMM新能源产品现货报价 目前碳酸锂矿端消息频出，Mineral Resources Limited(MinRes)宣布，因锂价显著持续回升，将重启其全资持有的Bald Hill锂矿。公司凭借现有库存、内部设备及成熟劳动力网络，可安全快速恢复运营。现场作业5月下旬启动，6月开采和破碎，7月产出首批精矿。预计2027财年第一季度从埃斯佩兰斯港发出首船，第二季度达满产。但仍需密切关注江西矿山换证进度、津巴布韦精矿到港节奏以及下游排产实际兑现程度。 国轩高科表示，截至目前，中高端车型的配套占比提升显著，奇瑞、吉利、零跑等主流中高端车型的配套持续上量。随着产品结构与客户结构的不断优化，加之大众标准电芯的正式量产交付，预计公司B 级及以上车型的电池供应占比将进一步提升。未来，公司将持续聚焦高端市场，不断巩固和扩大在中高端车型中的配套份额。

来自重庆中虹普能科技集团有限公司（简称：中虹普能）的消息显示，5月16日，中虹普能与河南省周口市商水县人民政府就400MW/800MWh电网侧储能电站项目举行签约仪式。 根据协议，该项目总投资约12.8亿元，占地面积100余亩，建成后将显著提升区域电网调节能力和绿电消纳水平，为豫东地区能源结构优化和电网安全稳定运行提供有力支撑。 资料显示，中虹普能成立于2023年9月，法定代表人为陈莉龙，注册资本1000万元，致力于以“未来能源为主体、新兴产业为增量”的战略定位，推动两大板块协同发展和深度融合，构建“技术互哺、场景共生、价值倍增”的产业生态体系，系国企北京中科农开科技有限公司旗下公司。 中虹普能自成立以来，已在江西、四川、山西、河北、河南、福建、吉林、广西等多个省份实现了电网侧储能项目布局。 电池网注意到，这是近20天内，中虹普能签约的又一储能项目。 5月8日，中虹普能、黄河能源公司共同与陕西省商南县人民政府举行“600MW/1200MWh电网侧储能电站项目”签约仪式。该项目总投资19.2亿元，占地约110亩，建成后该项目将充分发挥商洛市工业基础设施的枢纽底座与动力引擎的核心功能，为全域工业稳产保供、绿电消纳及电网安全稳定运行提供坚实保障。 值得一提的是，黄河能源公司作为中虹普能的核心战略合作伙伴，是国家电力投资集团有限公司控股的大型综合性能源企业，其上级黄河上游水电公司电力总装机近3800万千瓦，其中清洁能源占比超93%。 此外，今年以来，中虹普能还有多个项目签约落地，其中公布投资额的三个项目合计总投资超38亿元： 4月26日，中虹普能与吉林省通化市二道江区人民政府举行400MW/800MWh电网侧储能项目投资协议签约仪式。根据协议，该项目总投资约13.5亿元，建成后将显著提升区域电网调峰能力，完善能源保障体系，为通化打造吉林地区绿色能源产业高地添砖加瓦。 4月14日，中虹普能与福建省三明市三元经开区管委会就400MW/800MWh电网侧储能电站项目投资协议签约举行。 4月9日，中虹普能与广西来宾市武宣县人民政府隆重举行“300MW/600MWh电网侧储能项目签约仪式”。根据协议，该项目总投资约11.8亿元，投运后将有效提升区域电网调峰能力和清洁能源消纳水平，为地方经济发展与能源结构转型注入新动力。 2月6日，河北省南宫市人民政府与中虹普能举行“南宫市400MW/800MWh电网侧储能项目”签约仪式，该项目是中虹普能在河北省的首个电网侧储能项目，其成功签约标志着中虹普能在全国布局中实现又一重要突破。根据协议，该项目总投资约12.8亿元，投运后将有效提升区域电网调峰能力和清洁能源消纳水平，为地方经济发展与能源结构转型注入新动力。

5月19日，万顺新材（300057）在2025年度业绩说明会上表示，2026年一季度，公司归母净利润同比大增430.23%，实现扭亏为盈。 万顺新材分析，一季度业绩增长主要得益于最大业务板块铝加工业务盈利水平的提升，铝加工业务销量5.04万吨，同比增长14%，其中铝箔业务江苏中基基地（主营双零铝箔）销量1.63万吨，安徽中基基地（主营电池铝箔）销量1.35万吨，电池铝箔明显增长，铝加工业务展现出良好的发展韧性。 产能方面，目前万顺新材安徽生产基地电池铝箔现有产能7.2万吨，在建年产10万吨动力及储能电池箔项目计划于2026年9月底前全面完成建设，今年将分步投产、陆续释放产能。此外，全资孙公司香港中基于2026年4月初完成收购Eurofoil Luxembourg S.A.100%股权的交割手续，欧箔卢森堡具备3.3万吨铝箔产能，待安徽中基10万吨动力及储能电池箔项目投产后，公司将形成铝箔年产能28.8万吨的规模，其中电池铝箔产能将得到大幅扩充，能够更好匹配下游动力及储能电池领域快速增长的市场需求。2026年公司将提前为该项目开展市场布局与专业人才储备，为项目建成后快速释放产能创造有利条件，力争早日达产达效，进一步扩大公司在电池铝箔领域的竞争优势。 万顺新材已开发复合铜箔产品，目前其产业化进程尚在推进中，公司在功能膜领域积累了磁控溅射镀膜、电子束镀膜、纳米涂布等核心技术，公司复合铜箔主要应用方向是复合集流体领域。关于固态电池，公司电池铝箔产品可应用于固态电池集流体、软包电池铝塑膜。 2026年，万顺新材全力推进铝板在电池箔产品的应用，提升附加值，全力推进超高达因电池箔在钠电领域的应用，为钠电未来的扩展提供产能保障，全力推进高阻隔膜在欧洲市场单一材料市场的应用，为功能膜业务的扩展打开市场空间。 据悉，万顺新材自主开发的高达因电池铝箔产品表面达因值高且稳定，可提升后期加工浆料与铝箔的附着力，涂布均匀性更佳，进而提升电池的充放电效率、循环稳定性，缩小电芯内阻极差，显著增强电池稳定性与使用寿命。目前该产品已自2025年下半年开始连续小批量稳定供应下游客户应用于新型钠离子电池，该产品已在安徽基地，在江苏沛县铝板基地，河南长葛万顺基地进行布局，将铝箔深加工规模进一步扩大，将进一步增强公司电池铝箔业务的综合竞争力以及铝加工业务的发展后劲，为公司业绩增长提供新的支撑。

5月18日，延长县电网侧储能电站项目工程总承包（EPC）发布，项目位于陕西省延安市延长县，总投资5.8亿元，计划工期180日历天。 该项目为电网侧构网型独立储能电站，总规模200MW/400MWh，储能系统采用190MW/380MWh磷酸铁锂电池+10MW/20MWh全钒液流电池的混合技术路线，同步新建一座110kV升压站，拟以一回线路接入330kV肤施变电站的110kV侧。 本次招标为项目全过程EPC总承包工作，范围涵盖储能电站工程（含储能区、110kV升压站区）、外送110kV输电线路工程、接入工程的前期手续办理、勘察、设备采购、施工图设计、施工、安装调试、检测、验收移交及保修期内缺陷修复等全流程内容。 项目接受以施工单位为牵头单位，成员不超过3个的联合体投标。 原文如下：

北极星储能网获悉，5月19日，山西福斯蓝工业科技有限公司200MW/400MWh独立储能电站项目EPC总承包项目中标结果公示。 中标人为长治市太行城市建设有限公司、联合体包括山西跃通电力工程有限公司、山西跃通电力设计有限公司 中标价格：39999.750000万元，约合单价1元/Wh。 原文如下： 山西福斯蓝工业科技有限公司200MW/400MWh独立储能电站项目EPC总承包项目中标结果公示 （招标编号：M1100000048005373001） 本 山西福斯蓝工业科技有限公司200MW/400MWh独立储能电站项目EPC总承包项目 （招标项目编号： M1100000048005373001 ），确定001第一标段的中标人如下： 一、中标人信息： 001第一标段： 中标人：长治市太行城市建设有限公司、联合体：山西跃通电力工程有限公司、山西跃通电力设计有限公司 中标价格：39999.750000万元 二、其他公示内容： 无 三、监督部门 本招标项目的监督部门为襄垣经济技术开发区管理委员会